ANALISIS KESTABILAN FREKUENSI PADA MEKANISME PELEPASAN

ANALISIS KESTABILAN FREKUENSI PADA MEKANISME PELEPASAN

BEBAN MANUAL DI SUB SISTEM KELISTRIKAN TANJUNG JATI

Vinda Zahrotul Corina*), Juningtyastuti, and Mochammad Facta

Departemen Teknik Elektro, Universitas Diponegoro

Jl. Prof. Sudharto, SH, Kampus UNDIP Tembalang, Semarang 50275, Indonesia

*)E-mail: [email protected]

Abstrak

Dalam sistem kelistrikan, frekuensi dijaga pada nilai nominal dengan mengendalikan keseimbangan antara daya

keluaran generator dan beban. Ketika kebutuhan beban meningkat dan tidak dapat dipenuhi oleh generator maka perlu

dilakukan pelepasan beban pada sistem. Pelepasan beban secara manual dapat dilakukan dengan metode sensitivitas

bus. Semakin tinggi nilai sensitivitas suatu bus maka semakin besar pula beban yang harus dilepas pada bus tersebut.

Pada penelitian ini, dilakukan evaluasi terhadap Subsistem Tanjung Jati guna mengetahui stabilitas frekuensi

menggunakan software DIgSILENT 14.1. Pengujian pertama dilakukan dengan cara menerapkan Standard Operating

Prosedure (SOP) Under Voltage Subsistem Ungaran tahun 2013 pada Subsistem Tanjung Jati. Hasil pengujian

menunjukan bahwa SOP Under Voltage Ungaran tahun 2013 tidak dapat diterapkan pada Subsistem Tanjung Jati.

Pengujian kedua dilakukan dengan cara memberi gangguan yaitu kenaikan beban, kemudian membandingkan hasil

respon frekuensi dari skema pelepasan beban manual PT. PLN Distribusi Jateng dan DIY dengan skema pelepasan

beban manual berdasarkan metode sensitivitas bus. Hasil pengujian menunjukan bahwa kedua skema pelepasan beban

tidak dapat mengembalikan frekuensi ke nilai nominal pada 50 ± 0,2 Hz. Dibutuhkan pelepasan beban yang lebih besar

untuk mengembalikan frekuensi ke nilai nominal.

Kata kunci : Keseimbangan Daya Generator dan Beban, Pelepasan Beban, Metode Sensitivitas Bus, Stabilitas

Frekuensi, Software DIgSILENT 14.1.

Abstract

In the electrical system, frequency is preserved in a nominal value by controlling the balance of generator output power

and load. When the need of load increases and it can not be fed by the generator, the load shedding in the system has to

be executed. The manual load shedding can be carried out by using the bus sensitivity method. The higher bus

sensitivity’s value is the bigger the load that must be released in that bus. In this research, Tanjung Jati Subsystem has

been evaluated in order to know the stabilization of frequency by using the DIgSILENT 14.1 software. The first test

was conducted by applying the 2013 Under Voltage Subsystem Ungaran’s standard operating procedure (SOP) to

Tanjung Jati Subsystem. The result was showed that 2013 Under Voltage Subsistem Ungaran’s SOP could not be

applied to Tanjung Jati Subsystem. The second test was conducted by giving load increment, then comparing the

frequency responses of the manual scheme of the PT. PLN Distribusi Jateng and DIY to the manual scheme of load

based on bus sensitivity method. The results showed that both manual load shading scheme couldn’t restore the

frequency back to nominal value at 50 ± 0.2 Hz. The bigger load was required to be released to restore the frequency

into nominal value.

Keywords : The balance of generator power and load, load’s releasing, bus sensitivity method, frequency stability,

DIgSILENT 14.1 software.

1. Pendahuluan

Subsistem Tanjung Jati merupakan salah satu subsistem

yang ada di wilayah kerja PT. PLN APB Jateng dan DIY

[1]. Pada malam hari, subsistem Tanjung Jati memiliki

sumber pembangkitan 4004,2 MW dan mensuplai beban

sebesar 3949,68 MW. Dengan selisih daya akibat rugi-

rugi sistem adalah 54,51 MW, maka saat subsistem ini

terjadi gangguan akan mudah mengalami ketidakstabilan

frekuensi. Untuk menanggulangi ketidakstabilan

frekuensi akibat keluaran generator lebih kecil

dibandingkan beban, perlu dilakukan pelepasan beban

(load shedding) pada sistem [2]. Salah satu metode untuk

menentukan lokasi pelepasan beban adalah dengan

TRANSIENT, VOL.5, NO. 4, DESEMBER 2016, ISSN: 2302-9927, 442

menggunakan metode sensitivitas bus. Dalam metode

sensitivitas bus semakin kecil nilai sensitivitas maka

semakin stabil sistem tersebut [3]. Penggunaan metode

sensitivitas bus telah di coba untuk di simulasikan dalam

referensi sebelumnya, dimana metode pelepasan beban

pada bus dengan sensitivitas tertinggi lebih baik

dibandingkan dengan pelepasan beban pada bus dengan

sensitivitas rendah [4]. Dalam simulasi lain, tercatat

bahwa pelepasan beban berdasarkan sensitivitas bus lebih

baik dibandingkan dengan pelepasan beban berdasarkan

nilai daya reaktif [5]. Pada penelitian ini dilakukan

perbandingan antara skema pelepasan beban manual PT.

PLN Distribusi Jateng dan DIY dengan skema pelepasan

beban berdasarkan metode sensitivitas bus (dV/dQ) pada

Subsistem Tanjung Jati. Simulasi dilakukan dengan

menggunakan software DigSILENT Power Factory 14.1.

Tujuan pembuatan Tugas Akhir ini adalah sebagai berikut

:

1. Menganalisis perubahan respon frekuensi setelah

dilakukan simulasi berupa kenaikan beban dan

lepasnya sumber pembangkit pada subsistem Tanjung

Jati yang merujuk pada SOP Under Voltage Subsistem

Ungaran tahun 2014.

2. Mengetahui pengaruh pemakaian Governor dan AVR

pada simulasi berupa kenaikan beban dan lepasnya

sumber pembangkit pada subsistem Tanjung Jati yang

merujuk pada SOP Under Voltage Subsistem Ungaran

tahun 2014.

3. Membandingkan dan menganalisis metode pemulihan

frekuensi terbaik antara skema pelepasan beban

manual PT. PLN Distribusi Jateng dan DIY dengan

skema pelepasan beban berdasarkan sensitivitas bus

(dV/dQ).

2. Metode

Gambar 1. Diagram Alir Penelitian Tugas Akhir

Berdasarkan Gambar 1, langkah-langkah yang dilakukan

dalam penelitian tugas akhir ini yaitu mengumpulkan data

terkait Subsistem Tanjung Jati, memodelkan single line

diagram Subsistem Tanjung Jati, mendapatkan aliran

daya Subsistem Tanjung Jati, melakukan simulasi

pengujian, menganalisis hasil simulasi pengujian, dan

memperoleh kesimpulan.

2.1. Pengujian 1

Pengujian 1 mengacu pada SOP UV Subsistem Ungaran

yang menyatakan: “Pada kondisi pasokan subsistem

Ungaran normal dan GI Ungaran tegangan kurang dari

140 kV berpotensi tegangan kurang dari 120 kV wilayah

Yogyakarta, untuk mengembalikan tegangan pada batas

aman perlu dilakukan pelepasan beban manual sebesar 55

MW di wilayah Yogyakarta” [6]. Kondisi pada SOP UV

Subsistem Ungaran di coba untuk diterapkan pada

Subsistem Tanjung Jati dengan cara sebagai berikut :

2.1.1. Menaikan Beban dalam Subsistem Tanjung

Jati

Nilai daya aktif dan reaktif pada beban dalam subsistem

Tanjung Jati dinaikkan 80% dari kapasitas tranfsormator

masing-masing beban sesuai persamaan (1).

𝑋 = [√(𝑆𝑇𝑅𝐹

2)

(𝑃2+𝑄2)− 1] 𝑥 100 (1)

X = Presentase kenaikan yang dimasukan dalam

DIgSILENT (%)

STRF = 80% Daya dari kapasitas trafo (MVA)

P = Daya aktif beban (MW)

Q = Daya reaktif beban (MVAR)

Event yang digunakan adalah Load Event, dengan waktu

kenaikan beban pada detik ke 30 (tabel 1).

2.1.2. Menaikan Beban luar 150 kV Subsistem

Tanjung Jati

Pengujian ini dilakukan dengan menaikkan daya aktif dan

daya reaktif beban luar 150 kV, presentase beban

dinaikan secara bebas untuk memperoleh nilai tegangan

pada busbar 2 GI Ungaran 140 kV. Event yang digunakan

adalah Load Event, dengan waktu kenaikan beban pada

detik ke 30.


Tanjung Jati

Pengujian ini dilakukan dengan menaikkan daya aktif dan

daya reaktif beban luar 500 kV, presentase beban

dinaikan secara bebas untuk memperoleh nilai tegangan

pada bus 2 GI Ungaran 140 kV. Event yang digunakan


adalah Load Event, dengan waktu kenaikan beban pada

detik ke 30.

Tabel 1. Kenaikan Beban dalam Subsistem Tanjung Jati

Beban Internal Event

BLORA-TD1 P dan Q naik 288,02% BLORA-TD2 P dan Q naik 36,36%

BRINGIN-TD2 P dan Q naik 151,71% CEPU-TD1 P dan Q naik 474,75% CEPU-TD2 P dan Q naik 28,91%

JEKULO-TD1 P dan Q naik 41,25% JEKULO-TD2 P dan Q naik 63,17% JEPARA-TD1 P dan Q naik 36,33% JEPARA-TD2 P dan Q naik 182,79% KUDUS-TD1 P dan Q naik 156,78% KUDUS-TD2 P dan Q naik 10,73% KUDUS-TD3 P dan Q naik 54,48% MJNGO-TD1 P dan Q naik 8,50% MJNGO-TD2 P dan Q naik 47,05%

PATI-TD1 P dan Q naik 4,13% PATI-TD2 P dan Q naik 12,72% PATI-TD3 P dan Q naik 75,65%

PDLAM-TD1 P dan Q naik 81,75% PDLAM-TD2 P dan Q naik 417,13%

PWD-TD1 P dan Q naik 295,32% PWD-TD2 P dan Q naik 38,74% PWD-TD3 P dan Q naik 15,19%

PYUNG-TD1 P dan Q naik 96,31% RBNG-TD1 P dan Q naik 150,41% RBNG-TD2 P dan Q naik 23,75% SLIMA-TD1 P dan Q naik 69,83% SLIMA-TD2 P dan Q naik 18,90% SYUNG-TD1 P dan Q naik 97,87% SYUNG-TD2 P dan Q naik 38,82% SYUNG-TD3 P dan Q naik 20,95% TBROK TD1 P dan Q naik 9,90% TJATI-TD1 P dan Q naik 70,07%

UNGAR-TD2 P dan Q naik 73,82% UNGAR-TD3 P dan Q naik 0,25%

Tabel 2. Kenaikan Beban Luar 150 kV Subsistem Tanjung

Jati.

Beban Event

BAWEN TB 1 P dan Q naik 300% BAWEN1 P dan Q naik 300% BAWEN2 P dan Q naik 300%

BSB BARU P dan Q naik 300% KALISARI TB P dan Q naik 300% KRAPYAK TB P dan Q naik 300% KRAPYAK 1 P dan Q naik 300%

SANGGRAHAN1 P dan Q naik 400% SANGGRAHAN2 P dan Q naik 400%

Tabel 3. Kenaikan Beban Luar 500 kV Subsistem Tanjung

Jati

Beban Event

MANDIRANCAN 1 P naik 160% dan Q naik -300% MANDIRANCAN 2 P naik 160% dan Q naik -300% PEDAN 2 P naik 140% dan Q naik -300%

2.1.4. Melepas Pembangkit dalam Subsistem Tanjung

Jati

Subsistem Tanjung Jati memiliki 25 unit pembangkit

yang terdiri dari 9 unit PLTU, 8 unit PLTA, dan 8 unit

PLTGU. Pembangkit yang dilepas berjumlah 19 unit

dengan total daya yang dilepas 1016,17 MW. Event yang

digunakan adalah Switch Event, dengan waktu saat

Circuit Breaker (CB) dibuka adalah pada detik ke 40.

2.1.5. Melepas Grid Subsistem Tanjung Jati

Pengujian ini dilakukan dengan cara membuka Circuit

Breaker (CB) pada grid yang ingin dilepas. Subsistem

Tanjung Jati skenario malam hanya memiliki 2 grid yang

berada pada GITET Ungaran 500 kV. Grid tersebut

adalah Grid Surabaya Barat dan Grid Ngimbang. Event

yang digunakan adalah Switch Event, dengan waktu

pembukaan CB pada detik ke 50.

2.2. Pengujian 2

Pengujian ini membandingkan skema pelepasan beban

antara skema pelepasan beban manual di Subsistem

Tanjung Jati yang disusun oleh PT. PLN Distribusi Jateng

dan DIY tahun 2013 [7] dengan skema pelepasan beban

manual berdasarkan metode sensitivitas bus. Gangguan

awal yang diberikan berupa kenaikan beban dalam

subsistem menjadi 61,95% dari kapasitas transformator

dengan cara seperti Persamaan (1).

2.2.1. Pelepasan Beban Manual PT. PLN Distribusi

Jateng dan DIY

Pelepasan beban manual PT. PLN Distribusi Jateng dan

DIY dilakukan dengan cara melepas beban yang ada di

Subsistem Tanjung Jati dengan total beban yang dilepas

adalah 106,8 MW sesuai dengan ketentuan skema

pelepasan beban manual PT. PLN Distribusi Jateng dan

DIY tahun 2013[5]. Presentase Load Event didapatkan

melalui perbandingan antara jumlah beban yang dilepas

sesuai data yang didapat dengan jumlah beban yang

terpasang.

2.2.2. Pelepasan Beban Manual Metode Sensitivitas

Bus (dV/dQ)

Pelepasan beban berdasarkan dV/dQ dilakukan dengan

melepas beban dengan jumlah yang sama dengan

pelepasan beban manual PT. PLN Distribusi Jateng DIY

yaitu 106,8 MW dengan pembagian besar beban sesuai

dengan nilai dV/dQ masing-masing bus. Nilai dV/dQ tiap

bus diperoleh dari software DIgSILENT. Berikut ini

merupakan contoh perhitungan untuk menentukan besar

beban yang dilepas pada bus dengan berdasarkan nilai

dV/dQ:

dV/dQ bus Cepu = 0,00163

Jumlah total dV/dQ = 0,01

P diff / Total Beban yang dilepas = 106,8 MW


Si = (

𝑑𝑉𝑖

𝑑𝑄𝑖)

[∑ (𝑑𝑉𝑖

𝑑𝑄𝑖)𝑛

𝑖=1 ] x P.diff (2)

Si = (0,00163)

(0,01) x 106,8 MW

Si = 17,2836 MW Dengan menggunakan Persamaan (2), maka GI Cepu

harus melepas beban sebesar 17,2836 MW. Presentase

Load Event didapatkan melalui perbandingan antara

jumlah beban yang dilepas melalui persamaan diatas

dengan jumlah beban yang terpasang.

.

3. Hasil dan Analisa 3.1. Hasil Pengujian 1

Pada pengujian ini yang diamati adalah tegangan pada bus

2 GI Ungaran 150 kV, tegangan terendah subsistem

Tanjung Jati dan respon frekuensi dengan 4 kondisi yaitu

dengan penerapan Governor, penerapan Governor dan

AVR, tanpa penerapan Governor dan AVR, dan sistem

Eksisting PLN.

3.1.1. Menaikan Beban dalam Subsistem Tanjung

Jati

Pengujian menaikan beban dalam Subsistem Tanjung Jati

menyebabkan kenaikan daya aktif 484,51 MW dan daya

reaktif sebesar 168,06 Mvar pada Subsistem. Gambar 2

menunjukkan kondisi frekuensi dan tegangan sistem

terbaik adalah saat menggunakan AVR dan Governor.

Frekuensi steady state dengan nilai 48,897 Hz. Frekuensi

sistem turun karena torsi beban melebihi torsi pembangkit

dimana beban tiba-tiba naik sebesar 484,51 MW dan tidak

dapat diatasi oleh pembangkit yang ada dalam Subsistem

Tanjung Jati. Untuk tegangan sistem pada Bus 2 GI

Ungaran 150 kV adalah 150,22 kV, serta tegangan GI

terendah ada pada GI Mojosongo yaitu dengan tegangan

144,39 kV.

Gambar 2. Grafik Frekuensi Pengujian Kenaikan Beban

Dalam Subsistem Tanjung Jati.


Tanjung Jati

Pengujian menaikan beban luar 150 kV Subsistem

Tanjung Jati menyebabkan kenaikan daya aktif sebesar

1660,32 MW dan daya reaktif sebesar 450,34 Mvar. Hasil

respon frekuensi ditunjukan pada Gambar 3.


Luar 150 kV Subsistem Tanjung Jati.

Kondisi frekuensi sistem terbaik adalah saat

menggunakan AVR dan Governor yaitu 43,635 Hz.

Frekuensi sistem turun karena torsi beban melebihi torsi

pembangkit dimana beban tiba-tiba naik. Untuk tegangan

sistem, pada B2 GI Ungaran 150 kV adalah 140,05 kV,

dengan GI tegangan terendah ada pada GI Mojosongo

yaitu 131,85 kV.


Tanjung Jati

Pengujian menaikan beban luar 500 kV Subsistem

Tanjung Jati menyebabkan kenaikan daya aktif sebesar

1063,196 MW dan daya reaktif sebesar 121,563 MVar.

Hasil respon frekuensi ditunjukan pada Gambar 4.


Luar 500 kV Subsistem Tanjung Jati.

Kondisi frekuensi sistem terbaik adalah saat

menggunakan AVR dan GOV yaitu 42,604 Hz. Frekuensi

sistem turun karena torsi beban melebihi torsi pembangkit

Gov

AVR dan Gov

Tanpa AVR dan GOV

Model Eksisting PLN

Gov

AVR dan Gov

Tanpa AVR dan GOV

Model Eksisting PLN

Gov

AVR dan Gov

Tanpa AVR dan GOV

Model Eksisting PLN


dimana beban tiba-tiba naik. Untuk tegangan sistem, pada

B2 GI Ungaran 150 kV adalah 141,78 kV, dengan GI

tegangan terendah ada pada GI Mojosongo yaitu 137,44

kV.

3.1.4. Melepas Pembangkit dalam Subsistem Tanjung

Jati

Pengujian lepasnya pembangkit dalam Subsistem Tanjung

Jati menyebabkan menyebabkan sistem kehilangan daya

sebesar 1016,17 MW.

Gambar 5. Grafik Frekuensi Pengujian Lepasnya Unit

Pembangkit.

Gambar 5 menunjukkan bahwa kondisi frekuensi sistem

terbaik adalah saat menggunakan AVR dan GOV yaitu

46,758 Hz. Frekuensi Subsistem Tanjung Jati turun

diakibatkan karena torsi pembangkit tidak sama dengan

torsi beban. Kurangnya torsi pembangkit disebabkan

karena pembangkit di dalam Subsistem Tanjung Jati

dilepas dan menghilangkan suplai daya sebesar 1016,17

MW. Untuk tegangan sistem. Tegangan pada B2 GI

Ungaran 150 kV mencapai 139,86 kV. dengan GI

tegangan terendah ada pada GI Mojosongo yaitu 135,30

kV.

3.1.5. Melepas Grid Subsistem Tanjung Jati

Grid yang di lepas adalah Grid Surabaya Barat dan Grid

Ngimbang yang menyebabkan sistem kehilangan daya

aktif sebesar 351,61 MW dan daya reaktif 235,94 Mvar.

Gambar 6. Grafik Frekuensi Pengujian Lepasnya Grid.

Gambar 6 menunjukkan bahwa kondisi frekuensi sistem

terbaik adalah saat menggunakan AVR dan GOV yaitu

49,438 Hz. Frekuensi turun karena torsi pembangkit

kurang dari torsi beban. Kurangnya torsi pembangkit

disebabkan oleh lepasnya grid secara tiba-tiba sebesar

351,61 MW dan daya reaktif 235,94 Mvar sehingga

pembangkit pada Subsistem Tanjung Jati tidak dapat

menanggung beban yang ada. Tegangan pada B2 GI

Ungaran 150 kV mencapai 150,40 kV dengan GI

tegangan terendah pada GI Mojosongo yaitu 145,68 kV.

3.2. Hasil Pengujian 2

Hasil pengujian merupakan respon frekuensi setelah

dilakukan kedua skema pelepasan beban manual.

Frekuensi diharapkan mampu kembali ke nilai nominal

yaitu 50 ± 0,2 Hz.

3.2.1. Pelepasan Beban Manual PT. PLN Distribusi

Jateng dan DIY

Pelepasan beban dilakukan pada detik ke 133,972 saat

frekuensi nilai 49,50 Hz.

Tabel 4. Data beban pada skema pelepasan beban PT.PLN

Distribusi Jateng dan DIY Subsistem Tanjung Jati.

Transformator Distribusi Pelepasan Beban

(MW) Load Event (%)

PURWODADI-TD2 6,3 -19,21 PATI-TD2 9,7 -24,1

BRINGIN-TD2 7,4 -41,53 JEKULO-TD2 10,1 -73,92 KUDUS-TD3 8,7 -30,02

MOJOSONGO-TD1 0,3 -0,64 UNGARAN-TD3 7,0 -15,24 P. LAMPER-TD3 9,5 -18,2

JEPARA-TD2 13,0 -81,15 BRINGIN-TD2 9,6 -54,06

PURWODADI-TD2 12,1 -37,02 REMBANG-TD1 8,7 -47,17 UNGARAN-TD3 4,2 -9,15

Total 106,8

Gambar 7 menunjukan frekuensi sistem naik hingga

mencapai nilai 49,734 Hz. Namun, frekuensi sistem tidak

dapat kembali ke nilai nominal yaitu 50 ± 0,2 Hz.

Gambar 7. Respon frekuensi skema pelepasan beban

manual PT. PLN Distribusi Jateng dan DIY

Subsistem Tanjung Jati.

Gov

AVR dan Gov

Tanpa AVR dan GOV

Model Eksisting PLN

Gov

AVR dan Gov

Tanpa AVR dan GOV

Model Eksisting PLN


3.2.2. Pelepasan Beban Manual Metode Sensitivitas

Bus

Pelepasan beban dilakukan pada detik ke 133,972 saat

frekuensi 49,50 Hz.

Tabel 5. Data beban pada skema pelepasan beban manual

berdasarkan Sensitivitas Bus.

Transformator

Distribusi Pelepasan Beban

(MW) Load Event (%)

BLORA-TD2 14,3417 -84,85 CEPU-TD2 17,2836 -97,77 JEKULO-TD1 4,5799 -14,34 JEPARA-TD1 2,8386 -8,52 KUDUS-TD2 3,6076 -8,74 MJNGO-TD1 8,9064 -20,88 MRANGGEN-TD1 3,9715 -8,48 PATI-TD2 6,5086 -16,19 PDLAM-TD3 4,3066 -8,23 PWD-TD2 4,4632 -13,66 PYUNG-TD1 4,2047 -18,37 RBNG-TD2 12,2704 -64,91 SLIMA-TD2 4,5126 -11,74 SYUNG-TD3 4,0241 -10,60 TJATI-TD1 1,9294 -7,22 UNGAR-TD3 3,1141 -6,75

Total 106,8

Gambar 8 menunjukan frekuensi naik hingga mencapai

nilai 49,737 Hz. Namun, frekuensi sistem tidak dapat

kembali ke nilai nominal yaitu 50 ± 0,2 Hz.


berdasarkan Sensitivitas Bus (dV/dQ).

3.2.3. Perbandingan Hasil Pelepasan Beban Manual

Setelah melakukan 2 simulasi pengujian pelepasan beban

di dapatkan hasil seperti Tabel 7.

Tabel 6. Perbandingan Hasil Simulasi Pengujian Pelepasan

Beban.

Skema

Pelepasan Beban Manual

Frekuensi (Hz)

Kenaikan Frekuensi

(Hz)

Beban yang di Pasok (MW)

PT. PLN 49,734 0,234 1097,923 Sensitivitas Bus 49,737 0,237 1097,377

Tabel 7 menunjukkan bahwa skema pelepasan beban

manual berdasarkan metode sensitivitas bus memiliki

nilai kenaikan frekuensi yang lebih baik yaitu 0,237 Hz.

Kedua skema pelapasan yang diujikan tidak dapat

mengembalikan nilai frekuensi ke nilai nominal yaitu 50

± 0,2 Hz.

3.2.4. Pelepasan Beban Manual untuk

Mengembalikan Frekuensi ke Nilai Nominal

Kedua simulasi yang diujikan tidak dapat mengembalikan

frekuensi sistem ke nilai nominal. Hal ini dikarenakan

beban yang dilepas hanya 106,8 MW, sedangkan

kenaikan daya beban sebesar 247,19 MW.

Untuk membuat sistem kembali normal, dilakukan

kembali pelepasan beban manual berdasarkan metode

Sensitivitas Bus (dV/dQ) dengan jumlah pelepasan beban

sebesar 149,01 MW. Jumlah tersebut merupakan hasil

selisih antara total kenaikan beban sebesar 247,19 MW

dengan jumlah kenaikan daya aktif pembangkit yang

hanya sebesar 98,18 MW pada saat frekuensi mencapai

batas bawah nilai normal yaitu 49.8 Hz. Pelepasan beban

dilakukan pada detik ke 133,972 saat frekuensi 49,50 Hz.

Tabel 7. Data beban pada skema pelepasan beban manual

berdasarkan Sensitivitas Bus jumlah pelepasan

sebesar 149,01 MW.

Transformator Distribusi Pelepasan Beban

(MW) Load Event

(%)

BLORA-TD1 3,10756 -26,29

BLORA-TD2 16,90242 -100 BRINGIN-TD1 8,28307 -16,36

CEPU-TD2 17,67814 -100 CEPU-TD1 6,43634 -81,05

JEKULO-TD1 6,39013 -20 JEPARA-TD1 3,96052 -11,88 KUDUS-TD2 5,03342 -12,19 MJNGO-TD1 12,42638 -29,13

MRANGGEN-TD1 5,54120 -11,84 PATI-TD2 9,08103 -22,59

PDLAM-TD3 76,00870 -11,49 PWD-TD2 6,22719 -19,07

PYUNG-TD1 5,86649 -25,63 RBNG-TD2 17,11998 -90,57 RBNG-TD2 17,11998 -90,57 SLIMA-TD2 6,29607 -16,38 SYUNG-TD3 5,61453 -14,79 TJATI-TD1 2,69194 -10,08

UNGAR-TD3 4,34491 -9,41

Total 149,01

Dengan melakukan pelepasan beban manual berdasarkan

Tabel 8, di dapat hasil grafik respon frekuensi yang

ditunjukan pada Gambar 9.



manual berdasarkan Sensitivitas Bus jumlah

pelepasan sebesar 149,01 MW.

Gambar 9 menunjukan frekuensi naik dan steady state

pada nilai 49,824 Hz. Kenaikan frekuensi telah

mengembalikan nilai frekuensi sistem ke nilai nominal

yaitu 50 ± 0,2 Hz.

4. Kesimpulan

Setelah melakukan pengujian 1, tidak ditemukan kondisi

dimana pada busbar 2 Ungaran bertegangan 140 kV dan

pada busbar tegangan terendah bertegangan 120 kV. Hal

tersebut menunjukkan SOP UV Ungaran tahun 2014 tidak

dapat diterapkan pada Subsistem Tanjung Jati serta di

dapat penerapan AVR dan governor berpengaruh

terhadap kestabilan frekuensi. Pembangkit yang memiliki

governor dapat menaikan dayanya sesuai dengan respon

pengaturan masing-masing governor. Sedangkan AVR

berfungsi untuk mengatur tegangan pada generator,

tegangan pada keluaran generator akan mempengaruhi

tegangan pada sistem. Beban yang digunakan pada

simulasi ini adalah beban dengan impedansi konstan

sehingga daya dipengaruhi oleh kuadrat tegangan. Pada

pengujian 2, didapat metode sensitivitas bus lebih baik

dibandingkan skema pelepasan beban PT. PLN Distribusi

Jateng dan DIY, karena mampu menaikan nilai frekuensi

lebih besar yaitu 0,237 Hz. Namun, pada kedua skema

pelepasan beban tidak dapat mencapai nilai frekuensi

nominal, sehingga dilakukan kembali pelepasan beban

manual berdasarkan metode Sensitivitas Bus dengan

jumlah beban yang dilepas lebih besar yaitu 149,01 MW,

di dapat nilai frekuensi sistem mencapai nilai nominal

yaitu 49,824 Hz. Beberapa studi yang dapat

dikembangkan lebih lanjut yaitu melakukan perhitungan

pengaturan pada governor dan AVR, melakukan metode

skema pelepasan beban lain, serta melakukan pelepasan

beban secara otomatis.

Referensi

[1]. “Konfigurasi Jaringan Subsistem Jawa Tengah dan

DIY”, PT. PLN (Persero).

[2]. Sulasno, “Teknik Konversi Energi Listrik dan Sistem

Pengaturan”. Yogyakarta : Graha Ilmu.

[3]. Prabha Kundur, Power System Stability and Control.

United States of America: McGraw-Hill, Inc., 1994.

[4]. Resita, Riza. “UnderVoltage Load Shedding Pada

Sistem Distribusi 20 kV Surabya Dengan

Mempertimbangkan Sensitivitas Bus”, Teknik Elektro,

Institut Teknologi Sepuluh November, Surabaya,

Indonesia.

[5]. Malau, A. D. “Analisis Undervoltage Load Shedding

Berdasarkan Nilai Sensitivitas Bus dan Daya Reaktif

dengan Studi Kasus pada PT. PLN Persero APB DKI

Jakarta Banten”, Teknik Elektro, Universitas Indonesia,

Jakarta, Indonesia.

[6]. “Prosedur Manual Load Shedding terkait Under

Voltage Sub Sistem Jawa Tengah & DIY”, PT. PLN

(Persero), Ungaran, 2014.

[7]. “Data Pelepasan Skema Beban A & B Wilayah

Distribusi Jawa Tengah & DIY”, PT. PLN (Persero),

Maret 2013.

[8]. “Island Operation Sistem Tenaga Listrik Jawa

Tengah bulan Maret tahun 2003”. [9]. Hadi Saadat, Power System Analysis. 1999, New York:

Kevin Kane.

[10]. Joshi, Poonam., "Load Shedding Algorithm Using

Voltage and Frequency Data", All Theses, Paper

240, 2007.

Documents

ANALISIS KESTABILAN FREKUENSI PADA MEKANISME PELEPASAN